vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При установлении превышения упругости растворенного газа над статическим давлением подземных вод в определенных горизонтах и при наличии благоприятных структурных форм район исследований считается перспективным в газоносном отношении.

Гидрогеохимические критерии

К числу гидрогеохимических косвенных показателей нефтегазоносности недр относятся:

высокая газонасыщенность подземных вод УВ газами и повышенная упругость давления насыщения водорастворенных газов;

содержание в подземных водах растворенных ТУВ нефтяного ряда;

специфические особенности химического состава

высокоминерализованных подземных вод пониженной сульфатности, характерные для нефтегазоносных территорий;

сравнительно повышенное содержание в подземных водах микроэлементов (йод, бром, аммоний и др.) и некоторых органических соединений (нафтеновые кислоты, фенолы и др.).

Геотермические критерии

Глубины начала активизации процессов образования УВ нефтяного ряда из захороняемого в осадке ОВ и первичной миграции из нефтегазопродуцирующих толщ в коллекторы при прочих равных условиях в значительной мере контролировались палеогеотермическими параметрами бассейна седиментации в течение каждого рассматриваемого отрезка времени геологической истории. В различных частях даже единого ОПБ, которые характеризовались разными показателями интенсивности теплового потока и палеогеотермического градиента, процессы нефтегазообразования и первичной миграции нефтяных УВ в коллекторы протекали на различных глубинах. В бассейнах седиментации со слабым тепловым потоком палеогеологические условия были сравнительно менее благоприятными для развития нефтеобразования и начальной (первичной) миграции нефтяных УВ из продуцирующих отложений в коллекторы. Во многих нефтегазоносных областях геотермические условия являются одним из решающих факторов формирования вертикальной (глубинной) и площадной регионально геоструктурных зональностей размещения скоплений УВ, а также изменений их физических свойств в пространстве и разрезе.

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Показатели нефтегазоносности, контролирующие процесс формирования залежей углеводородов

Основные задачи – изучение условий формирования и закономерностей размещения месторождений нефти и газа, определение наиболее информативных геолого-геохимических показателей, контролирующих состав, крупность и пространственное распределение скоплений углеводородов на платформах.

Основной практической целью научных исследований в

нефтегазоносности территорий, определение особенностей размещения запасов и ресурсов нефти и газа, выделение первоочередных объектов (провинций, областей, районов, зон, структурных форм и т.д.) для постановки на них детальных работ, обнаружение наиболее экономически рентабельных месторождений УВ. Оценка нефтегазоносности земных недр требует последовательного решения двух крупных задач: определения критериев нефтегазоносности и набора показателей, отражающих геологические условия местонахождения углеводородных скоплений и определения комплекса методов по обработке фактических данных для оценки нефтегазоносности природных объектов.

Процесс нефтегазообразования и нефтегазонакопления идет однонаправлено и регулируется повсюду едиными законами, но в зависимости от особенностей геологического строения и развития территорий он может в каждом конкретном случае иметь разную форму проявления и количественное выражение. Всю совокупность показателей, характеризующих условия протекания процесса, можно разбить на четыре укрупненные группы в соответствии с его естественными этапами: показатели, определяющие генерацию нефти и газа, миграцию УВ от зон генерации до участков образования первичных залежей, аккумуляцию нефти и газа в ловушках и эволюцию залежей, включая их переформирование, разрушение, изменение состава и прочее. В качестве моделей формирования залежей (месторождений) нефти и газа избраны две наиболее распространенные модели, базирующиеся на положениях осадочномиграционной теории происхождения нефти.

Первая модель предусматривает сингенетичную нефтегазоносность каждого комплекса, то есть исключает существенные перетоки нефти и газа из одного комплекса в другой, кроме случаев, когда региональные покрышки выклиниваются

14

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

или практически утрачивают свои экранирующие свойства. Латеральная миграция внутри комплексов, а на участках выклинивания покрышек и вертикальная, приводящие к образованию промышленных скоплений УВ, осуществлялись в свободной фазе, в виде струйных потоков.

Вторая модель наряду с латеральной миграцией УВ в свободной фазе предусматривает возможность широкого развития вертикальных перетоков флюидов как внутри комплексов, так и между ними. Вертикальная миграция происходит повсюду, где экранирующие свойства покрышек ухудшаются. На участках активного ее проявления происходит обеднение нефтью и газов нижних (питающих) горизонтов и комплексов и обогащение – верхних (принимающих).

Показатели нефтегазоносности, контролирующие процесс формирования залежи УВ, определены на основе материалов изучения геологического строения и нефтегазоносности центральных и северо-восточных районов Волго-Уральской НГП. Эти показатели сгруппированы по этапам процесса формирования месторождений: миграция, аккумуляция, эволюция. Учитывая особую практическую важность показателей эволюции, характеризующих условия сохранности, выделена специальная группа, названная «сохранность».

Нефтегазоносность

Нефтегазоносность характеризуют:

крупность месторождения по запасам УВ, крупность скоплений УВ в пределах комплекса на месторождении;

тип месторождений по фазовому составу, фазовый состав скоплений УВ в отдельных комплексах, фазовый состав залежей;

положение верхней залежи в разрезе (этаж нефтегазоносности на месторождении);

наличие залежей УВ или нефтегазопроявлений выше 2 –ого комплекса на структуре, наличие залежей нефти и газа в отдельных комплексах;

завершенность цикла перераспределения УВ внутри отдельных комплексов.

Миграция

Миграцию УВ характеризуют:

проводимость комплексов на пути от зоны максимального погружения до структуры (в пределах секторов);

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

положение ловушки относительно главных путей струйной миграции;

положение структуры относительно зоны проявления ГФН в первом комплексе;

наличие систематических нефтегазопроявлений на пути от зоны проявления ГФН в соответствующих комплексах до структуры.

Аккумуляция

Аккумуляцию характеризуют:

морфологический тип структур первого порядка по комплексам – моноклиналь, седловина, свод;

морфологический тип положительных структур второго порядка по комплексам - структурный нос, вал, отсутствие структур 11 порядка;

структурный контроль ловушек – приуроченность к структурам высших порядков ( региональная моноклиналь, структуры 1 порядка – свод, седловина, впадина и т.п., структуры 11 порядка – вал, структурный нос и т.п, локальные поднятия);

время образования положительных структур первого и второго порядков;

время образования ловушек и локальных структур замкнутого контура;

основные типы коллекторов в проницаемой части комплексов терригенные, карбонатные, терригеннокарбонатные, карбонатно-терригенные;

распределение коллекторов в проницаемой части комплексов (равномерное, преимущественно в верхней, в нижней, средней частях);

литологический состав продуктивных пластов под региональными покрышками и в горизонтах с максимальными запасами (песчаники, алевролиты, карбонаты);

выдержанность проницаемых пластов в продуктивных горизонтах на месторождениях.

Сохранность

Сохранность залежей УВ характеризуют:

16